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7月整体市场行情
7月，市场供需格局由6月的宽松转为紧平衡，整体呈现“需求提振、供给承压”特征。
需求侧，迎峰度夏关键期气温显著回升，制冷负荷集中释放。全月累计用电量4170.26万兆瓦时，日平均用电量134.52万兆瓦时，季节性冲高态势明显。
供给侧，日内出清总电量日均值109.10万兆瓦时，环比增长22.24%，高于均值天数15天（较6月+3天）。水电主导地位稳固，各时段出清电量25.41~29.78万兆瓦时（占比70.80%~84.42%），环比增长21.55%~23.71%；各时段火电出清电量4.10~5.86万兆瓦时（占比12.62%~15.80%），环比增长59.53%~83.13%；各时段风电出清电量0.43~1.13万兆瓦时（占比1.21%~3.23%），环比下降21.53%~40.28%；各时段储能出清电量-0.31~0.22万兆瓦时（占比-0.95%~0.61%），充放电调节幅度较6月扩大；各时段光伏出清电量0.0065~4.83万兆瓦时（占比0.02%~13.41%），环比增长10.78%~30.00%。
总体来看，需求季节性冲高是主导因素。水电出力虽维持高位，但受来水波动制约，增量贡献有限，四川全网7月来水较去年同期偏少11.3%，较多年同期偏少29.2%；截止07月31日，全网累计来水较去年同期偏少4.7%，较多年同期偏少5.6%；四川省调直调水电装机弃水电量16.68亿千瓦时。火电大幅增发（环比增长59.53%~83.13%）以弥补缺口，市场整体处于紧平衡状态。
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全省气象、水情概况
1.气温情况
图1: 7月温度日历热力图（单位：℃）
图2: 7月每日平均温度趋势（单位：℃）
7月全省平均温度区间24.02~31.08℃，较6月整体上移约4.4~4.9℃；月内呈“上旬逐步攀升、中旬高位运行、下旬波动回落”走势。全川7个市（州）最高气温突破40℃。其中，自贡（24日，40.7~41.1℃）与资阳（20~22日、24日，40.1~41.2℃）领衔高温榜首；成都（21~22日、25日，40.1~41℃）、广元（7日、21日，40.2~40.7℃）及巴中（21日，40.5℃）次之；南充（15~16日、23~24日，40.1~40.4℃）与遂宁（16日，40.4℃）亦突破40℃。川西高原持续偏低，阿坝（1~31日，6~19.9℃）、甘孜（1~31日，7.8~19.9℃）、凉山（1~5日、8~9日、13日、19~21日、24日、28~29日，17.4~19.9℃）均出现阶段性低温。受高温影响，7月12~16日及21~26日两轮高温时段负荷集中释放，用电量明显攀升。
2. 热辐射情况
图3: 7月四川省热辐射与气温分布情况（热辐射单位：kWh/m²/日 温度单位：℃）
7月全省21个市（州）代表点月日照总时数均值348.4（h），环比增长66.22%；全省月平均等效利用小时数为243.69小时（按80%系统综合效率折算），对应每兆瓦装机发电量约24.37万千瓦时（基于全省市（州）代表点算术平均测算，未按各城市装机容量加权）。区域分布上，成都、资阳最高（328.01kWh/m²/月），甘孜最低（232.96kWh/m²/月）。
3. 降水量情况
图4: 7月四川省月累计降水量分布情况（单位：mm）
7月全省月累计降水量均值147.9mm，环比上涨11.2%。区域分布上，盆地西部及川西高原降水较多，盆地中部及东部偏少；雅安（293.6mm）为全省最多，南充（38.9mm）最少。降水前五位为雅安、德阳、乐山、甘孜、眉山，其中甘孜降水偏多对光伏出力形成一定制约。降水后五位依次为南充、广安、遂宁、泸州、巴中，整体低于均值。
图5: 四川省2026年7月每日平均降水量趋势（单位：mm）
7月降水分布分散，无明显持续多雨或干旱时段。全月平均降水量在0.02~0.52mm区间，峰值出现在7月31日（1.17mm）。
4.风速情况
图6: 四川省2026年7月每日平均风速趋势（单位：km/h）
7月风速波动区间3.76~9.29km/h，17日达月内峰值9.29km/h，整体波动较6月有所加剧。
5. 入库流量情况
图7: 四川省2026年7月大中型水库入库流量情况表（单位：m³/s）（按日期）
6. 蓄水水量情况
图8: 四川省2026年7月蓄水水量情况表（单位：百万m³）（按日期）
7月蓄水量呈波动上升态势，27日达峰值94.99百万立方米；入库流量在66.12~103.73立方米/秒区间，31日达月内峰值103.73立方米/秒。全月来水偏丰，水电出力持续提升。
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四川省内中长期交易及现货市场
出清概况
1.中长期交易及现货市场出清量价数据汇总
表1: 2026年四川省内年度中长期集中交易、1-7月中长期交易及现货市场出清量价情况表 （单位：元/兆瓦时）
图9: 2026年年度中长期集中交易成交量价、1-7月现货市场出清量价、1-7月中长期交易成交量价情况（按月）
2026年1~7月，四川电力市场现货与中长期交易呈阶段性波动特征。
现货市场，出清电量于2月触底（1470.3万兆瓦时）后逐月回升，7月达3378.87万兆瓦时，较2月低点增长129.81%，环比6月增长26.20%。现货月度加权均价波动显著，2月降至239.28元/兆瓦时，3~4月连续反弹至356.71元/兆瓦时，5月回落至286.28元/兆瓦时，6月大幅下探至111.43元/兆瓦时，7月反弹至168.65元/兆瓦时，环比上涨51.35%。
中长期交易，年度集中交易成交量1月104.89万兆瓦时，2月回落至78.43万兆瓦时后逐月攀升至7月138.49万兆瓦时；受水期变化的影响，年度加权均价自5月起大幅下行，由4月392.88元/兆瓦时降至7月117.05元/兆瓦时。月度月内交易成交量由1月223.1万兆瓦时稳步升至7月553.10万兆瓦时；月度月内加权均价前4个月平稳运行在338.7~379.6元/兆瓦时区间，5月起加速下行，5~7月分别为259.8元/兆瓦时、138.1元/兆瓦时、107.16元/兆瓦时，与现货价格走势趋同。
量价关系方面，现货与中长期价差由6月的-22.37元/兆瓦时（现货111.43元/兆瓦时、中长期133.80元/兆瓦时）扩大至7月的61.49元/兆瓦时（现货168.65元/兆瓦时、中长期107.16元/兆瓦时）。7月两者走势明显分化：中长期价格较6月下跌26.64元/兆瓦时，现货价格上涨57.22元/兆瓦时，现货市场对短期供需变化的传导更为迅速和充分。
按日期维度：
图10: 7月现货成交量与中长期成交量对比情况表（按日期）
图11: 7月现货加权均价与中长期加权均价对比情况表（按日期）
7月，现货加权均价呈“上旬大幅震荡、中旬快速拉升、下旬高位运行”走势，中长期加权均价呈“全月持续下行”态势。
上旬（1-7日）：现货加权均价在19.83~283.74元/兆瓦时区间大幅波动；中长期加权均价在57.48~154.27元/兆瓦时区间，价差-37.65~129.47元/兆瓦时。
中旬（8-16日）：现货加权均价在42.63~236.02元/兆瓦时区间；中长期加权均价在98.45~199.88元/兆瓦时区间，价差-55.82~36.14元/兆瓦时。
下旬（17-31日）：现货加权均价高位运行于16.74~315.71元/兆瓦时区间；中长期加权均价进一步下探至25.71~151.38元/兆瓦时区间，价差-8.97~164.33元/兆瓦时。
按时段维度：
图12: 7月现货加权均价与中长期加权均价对比情况表（按时段）
分时段看，7月现货整体高于中长期，呈现货溢价特征：
00:00-08:00：现货加权均价在73.72~220.08元/兆瓦时区间，中长期加权均价在70.69~118.44元/兆瓦时区间，价差在3.03~101.64元/兆瓦时。
08:00-15:00：现货加权均价在91.11~149.01元/兆瓦时区间，中长期加权均价在77.03~113.83元/兆瓦时区间，价差在14.08~35.18元/兆瓦时。
15:00-19:00：现货加权均价在162.53~232.58元/兆瓦时区间，中长期加权均价在113.90~117.72元/兆瓦时区间，价差在48.63~114.86元/兆瓦时。
19:00-24:00：现货加权均价在187.13~228.33元/兆瓦时区间，中长期加权均价在102.64~112.23元/兆瓦时区间，价差在84.49~116.1元/兆瓦时。
总体而言，价差在午间光伏出力高峰时段收窄，在晚间负荷高峰时段走阔。
按环比情况维度：
表2: 7月数据环比6月对比情况表 （单位：元/兆瓦时）
2.现货市场价格特征
按价格走势与成交量维度：
图13: 7月现货交易日内出清价格热力图 （单位：元/兆瓦时）
图14: 7月现货市场日内出清总电量、日内出清水电电量、日内出清火电电量、日内出清风电电量
（按日期、按电源类型）
7月，四川现货市场全月出清电量3378.87万兆瓦时，环比增长26.19%；月度加权均价168.65元/兆瓦时，环比上涨51.35%；价格涨幅明显高于成交量增幅，市场逐步脱离6月极端低价区间。
日内出清总电量平均值为109.10万兆瓦时，环比增长22.24%；高于均值15天（8~11日、13~16日、21~27日），较6月增加3天，其余时间（1~7日、17~20日、28~31日）低于均值。
价格走势方面：1~5日呈“量高价低”特征（现货加权均价在19.83~166.39元/兆瓦时区间）；6~26日呈“量高价高”特征（现货加权均价在16.74~283.74元/兆瓦时区间）；27~31日量价走势分化（现货加权均价在144.66~315.71元/兆瓦时区间）。
按日期维度：
图15: 7月现货交易出清量及出清加权均价（按日期）
上旬（1~12日）：量价同步震荡上行。现货加权均价19.83~283.74元/兆瓦时，成交量91.10~119.10万兆瓦时。
中旬（12~19日）：量价同步冲高回落。现货加权均价12~14日由42.63元/兆瓦时快速拉升至231.43元/兆瓦时，随后回落至16.74~214.86元/兆瓦时区间；成交量12~14日升至106.82~122.12万兆瓦时，15~19日回落至101.50~122.22万兆瓦时，14日后加速下行。
中下旬（19~26日）：量价走势分化。现货加权均价于19日触及全月最低16.74元/兆瓦时后反弹至23日245.87元/兆瓦时；成交量自19日起持续放大，由101.50万兆瓦时攀升至24日123.20万兆瓦时（全月峰值），随后至26日维持121.72万兆瓦时高位，价格反复起落。
下旬（26~31日）：量价同步回落。现货加权均价144.66~315.71元/兆瓦时，成交量95.67~121.72万兆瓦时。
按时段维度：
图16: 7月现货交易出清量及出清加权均价（按时刻）
00:00-02:15：价格自153.82元/兆瓦时（00:30触底）快速回升至239.36元/兆瓦时；成交量同步由34.40万兆瓦时攀升至36.00万兆瓦时，量价走势高度一致，呈现量价共振特征。
02:15-07:45：价格在45.06~220.86元/兆瓦时区间，为全天波动最剧烈时段，价格自02:15的高位持续回落，至07:45触及45.06元/兆瓦时的全天最低水平；成交量在31.95~35.71万兆瓦时区间，整体呈逐步缩量态势，价格下行伴随成交量减弱。
07:45-19:30：价格在73.98~240.16元/兆瓦时区间；成交量在32.32~37.19万兆瓦时区间，为全天最高区间，二者呈现同向波动特征。
19:30-24:00：价格在162.64~234.84元/兆瓦时区间，为全天最高价格区间；成交量在34.79~36.21万兆瓦时区间，呈现“高价区间量稳”格局，显示在该价格水平下成交量并未出现显著萎缩，高价与成交量在晚高峰时段并存。
按最高与最低出清价维度：
图17: 7月现货交易最高与最低出清价（按日期）
最高出清价：640.42元/兆瓦时（28日17:30），当日价差为690.42元/兆瓦时。
最低出清价：-50元/兆瓦时，累计出现51个时刻，最长连续时长5.5小时，集中出现在7月11~12日，其中12日累计出现24个时刻（连续22个时刻）。
最大日内价差：690.42元/兆瓦时（28日），较6月最大日内价差546.70元/兆瓦时环比扩大26.29%。
典型日分析：
7月12日 星期日（本月负电价持续时间最长典型日）：
图18:7月12日典型日现货出清价格曲线 （出清价单位：元/兆瓦时 出清量单位：兆瓦）
该日现货加权均价42.63元/兆瓦时，价格在-50~237.18元/兆瓦时区间；负电价共32个时点，最长连续负价6.25小时，其中-50元/兆瓦时连续出现5.5小时。
7月27日 星期一（本月现货价格“跳变”最大典型日）：
图19:7月27日典型日现货出清价格曲线 （出清价单位：元/兆瓦时 出清量单位：兆瓦）
该日现货加权均价192.69元/兆瓦时，价格在-43.96~566.04元/兆瓦时区间，日内价差609.99元/兆瓦时。
7月28日 星期二（本月日内价格最高及日内价差最大典型日）：
图20:7月28日典型日现货出清价格曲线 （出清价单位：元/兆瓦时 出清量单位：兆瓦）
现货加权均价144.66元/兆瓦时，最高价640.42元/兆瓦时、最低价-50元/兆瓦时，日内价差690.42元/兆瓦时，为全月最大。
7月29日 星期三（本月连续高价持续时间最长典型日）：
7月29日，当日气温（26.90℃）与实际负荷（129.80万兆瓦时）在月内均非突出高点，但现货加权均价315.71元/兆瓦时，为全月最高，全天价格均在236.99元/兆瓦时以上，且连续11小时不低于300元/兆瓦时，形成典型的高价持续日，表明当日价格走势受多重因素共同影响，而非单一由负荷或气温驱动。
3. 中长期市场运行情况
7月，四川电力市场中长期交易累计成交352.86万兆瓦时，中长期交易成交均价在25.71~199.88元/兆瓦时区间。从价格走势来看，整体呈“月初低位-中上旬冲高-中下旬回落”的宽幅震荡态势，8日触及全月峰值199.88元/兆瓦时，29日探至全月最低25.71元/兆瓦时，高低落差174.17元/兆瓦时，波动幅度较6月明显收窄。
按日期维度：
图22:7月中长期月度月内交易情况（按日期）
7月中长期月度交易加权均价为114.44元/兆瓦时，月内交易加权均价为102.99元/兆瓦时。全月价格曲线呈宽幅震荡后下行态势。
月初（1日-6日）：成交量在5.02~6.02万兆瓦时区间，中长期月内加权均价在57.48~136.48元/兆瓦时区间。1日-3日价格稳定在57.48~61.81元/兆瓦时低位，4日-6日由103.75元/兆瓦时升至136.48元/兆瓦时，呈低位起步、稳步回升态势。此阶段成交量整体偏低，价格由低位逐步抬升。
中旬前期（7日-13日）：成交量在5.27~9.11万兆瓦时区间，中长期月内加权均价由154.27元/兆瓦时上行至全月最高的199.88元/兆瓦时，此后在127.55~199.88元/兆瓦时高位震荡。
中旬至下旬（14日-21日）：成交量在7.33~9.60万兆瓦时区间，中长期月内加权均价在63.39~151.38元/兆瓦时区间。17日-18日价格由80.29元/兆瓦时降至63.39元/兆瓦时后，19日-21日再度回升至100.17~151.38元/兆瓦时，呈先降后升的波动走势。
下旬（22日-31日）：成交量在5.84~8.75万兆瓦时区间，中长期月内加权均价整体回落，由118.59元/兆瓦时降至月末低位。其中29日-30日成交均价降至25.71~30.25元/兆瓦时，为全月价格最低区间，31日小幅回升至80.14元/兆瓦时。此阶段呈现“价格持续走低、月末触底”的分布特征。
按时刻维度：
图23:7月中长期月度月内交易情况（按时段）
7月中长期月度月内交易各时段成交量在11.24~17.80万兆瓦时区间，各时段加权均价在70.69~118.44元/兆瓦时区间，价格曲线呈现“夜间高起、早高峰回落、日间回升”特征。
凌晨（00:00-06:00）：成交量在14.29~17.80万兆瓦时区间，为全日成交量相对高位，其中02:00-03:00成交量达全时段最高的17.80万兆瓦时。中长期月度月内加权均价在94.13~118.44元/兆瓦时区间，其中01:00-02:00达118.44元/兆瓦时，为全时段价格峰值。该时段呈现“成交量偏高、价格处于高位”的量价分布特征。
早高峰时段（06:00-09:00）：成交量由13.51万兆瓦时降至11.24万兆瓦时（07:00-08:00最低），中长期月度月内加权均价由79.96元/兆瓦时降至全时段最低的70.69元/兆瓦时，为全时段成交均价最低区间。该时段内成交量呈下行趋势、价格同步走低，二者变动方向一致，呈现“量价同降”特征。
日间时段（09:00-19:00）：成交量由12.61万兆瓦时波动回升至16.80万兆瓦时（16:00-17:00），中长期月度月内加权均价由94.90元/兆瓦时逐步回升至117.72元/兆瓦时区间。该时段价格整体呈上行态势，成交量与价格变动方向基本相同。
晚间及深夜（19:00-24:00）：成交量在12.32~14.42万兆瓦时区间，中长期月度月内加权均价在102.64~112.23元/兆瓦时区间，价格维持在相对高位并小幅波动，深夜时段略有回落。该时段价格走势平稳，成交量呈小幅波动状态。
按年度交易加权均价、月度交易加权均价、月内交易加权均价对比维度：
图24:2026年7月年度、月度、月内交易加权均价对比表（按时段）
7月年度交易加权均价（117.05元/兆瓦时）高于7月月度交易加权均价（114.44元/兆瓦时），价差为2.61元/兆瓦时；高于7月月内交易加权均价（102.99元/兆瓦时），价差为14.06元/兆瓦时。该价差反映年度与7月月度、月内在价格水平上的偏离，偏离幅度分别占年度均价的2.23%和12.01%。
4.市场总结
7月，中长期与现货市场价格联动特征延续，但价差走势由6月的逐步收窄转为持续走阔。价格关系方面，全月现货加权均价整体高于中长期加权均价，与6月中长期整体高于现货的情形形成反转，显示出不同月份供需格局对市场价格关系的显著影响。从价格走势看，现货价格呈“上旬窄幅震荡、中旬快速拉升、下旬高位运行”走势，中长期价格呈“上旬小幅攀升、中下旬持续下行”态势。上旬两市场价格窄幅波动，价差较小；中旬起现货价格快速攀升，中长期价格则持续走低，两者价差逐步扩大，下旬价差维持在100.58~164.33元/兆瓦时区间，未现收窄迹象。当前市场环境下，中长期价格持续背离现货走势，反而持续走低，两者价差走阔、联动性减弱，中长期合约的价格发现功能有所弱化，市场主体面临的不确定性有所增加。
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能源板块政策机遇解读
“十五五”可再生能源规划
1. 规划总体定位
"十五五"可再生能源发展主线从"扩量"转向"扩量提质、可靠替代"。2030年核心约束性目标：可再生能源消费总量达18亿吨标准煤（较2025年增长53%），风电光伏总装机超28亿千瓦（较2025年增长52%）。
2. 五大结构性机会
① 分布式新能源：三年新增3亿千瓦以上
规划明确"十五五"分布式新能源新增装机3亿千瓦以上，重点场景包括：工业园区、经济开发区分布式光伏+分散式风电；交通基础设施沿线"零碳公路"建设；新建公共建筑光伏一体化；农村"千家万户沐光行动""千乡万村驭风行动"。
② 新型储能与抽水蓄能：确定性增长赛道
抽水蓄能装机从0.66亿千瓦增至1.6亿千瓦，"十五五"新增投产约1亿千瓦。规划首次提出"中小微型抽水蓄能电站"，可在负荷中心配电网侧发展。新建集中式风光电站置信出力不低于10%，储能成为标配。明确"完善抽水蓄能、新型储能容量电价机制，有序建立可靠容量补偿机制"。
③ 充电桩与交能融合：充电桩纳入能源战略
提出建设"零碳公路"，推动交通沿线分布式新能源与补能设施一体化。明确推广车网互动（V2G）技术，充电桩从单向用电升级为双向调节节点。提出"绿车充绿电"，加快新能源重卡充换电设施建设。
④ 电力市场化改革：新能源全面入市
构建适应新能源全面入市的电力市场体系。分布式新能源可通过聚合方式整体参与电力市场交易。鼓励虚拟电厂等资源聚合模式发展。推进多年期购电协议，支持绿证绿电交易。推动电-碳-证衔接，绿电消费与碳市场打通。
⑤ 绿色氢氨醇：从示范走向规模化
可再生能源制氢从25万吨增至200万吨（增长8倍）。重点在东北建外送型绿氢基地，黄河"几字弯"、天山北麓建就近利用型基地。鼓励风光制氢弱联网、离网模式发展。
3. 关键政策工具
4. 总结
"十五五"能源板块的核心机遇不在"多建电站"，而在分布式+储能+市场化交易的三重叠加——分布式新能源打开增量空间，储能和抽蓄提供调节价值变现通道，电力市场化改革让调节能力和绿电价值可交易、可定价。
第四监管周期输配电价改革对四川电网侧储能的影响
2026年上半年，国家发展改革委先后印发两项电价政策，对电网侧储能和抽水蓄能的输配电价机制产生直接影响。
其一，1月印发的《关于完善发电侧容量电价机制的通知》（发改价格〔2026〕114号）明确：抽水蓄能和电网侧独立新型储能抽水（充电）时视作用户，缴纳上网环节线损费用和系统运行费用，暂按单一电量制用户执行输配电价；发电（放电）电量相应退减输配电费。
其二，7月印发8月开始执行的国家发改委《关于第四监管周期省级电网输配电价、区域电网输电价格及有关事项的通知》（发改价格〔2026〕1077号），及四川据此印发《关于四川电网第四监管周期输配电价及有关事项的通知》（川发改价格〔2026〕315号），对输配电价定价机制做出重要调整：对四川电网单一制输配电价全电压等级覆盖（第三监管周期无单一制35KV以上输配电价指导）。
电网侧独立储能和抽水蓄能项目装机容量通常在数十至数百兆瓦，远超100千伏安的门槛，且普遍接入35千伏至220千伏电压等级，因此在实际操作中无法适用第三监管周期的单一制输配电价。114号文虽已规定储能充电按单一电量制执行输配电价，但由于四川35千伏及以上（大容量用户）缺乏单一制输配电价，形成了"政策有要求、价格无依据"的制度性缺口。在实际操作中，项目套用低电压等级（如35千伏）的单一制价格，但该价格水平与高电压等级的实际输配电成本不匹配，给储能项目的成本测算和投资决策带来较大不确定性。第四监管周期使每一个电压等级都有了明确的单一制电价，114号文的政策要求与四川本地的价格体系实现了有效衔接。同时，高电压等级的电度电价更低，接入110千伏或220千伏的大型电网侧储能和抽水蓄能项目将受益于更低的输配电价水平。
